Сравнение ТЭЦ и КЭС

Сравнение раздельной и комбинированной генерации энергопотоков

Для иллюстрации сравнения ТЭЦ и КЭС рассмотрим пример, в котором сопоставляются две системы энергообеспечения:

1) раздельная генерация: электроэнергии на КЭС, тепловой энергии — в котельной;

2) комбинированная генерация на паротурбинной ТЭЦ

Потребителю доставляется одно и то же количество тепловой энергии и электроэнергии.

Рассмотрим ТЭЦ. Итак, потребителю требуется поток электроэнергии мощностью 10 МВт.

Надо отметить, что в случае паротурбинной теплофикации имеет место сильная зависимость эффективности ее реализации от начальных параметров пара и от температуры отпускаемого теплового потока. Одним из важнейших показателей является электрический КПД. В таблице 1 приведены данные об изменении этой энергетической характеристики в зависимости от начальных и конечных параметров. Для примера можно опустить регенерацию и будем считать, что в схему возвращается насыщенный конденсат.

Прочие характеристики таковы:

— относительный внутренний КПД 70%;

— КПД механический 99%;

— КПД генератора 99%.

Принимаем рассеяние энергии в паропроводах 1%.

Рассеяние энергии в КА и прочее принимаем равным 10%

Таблица 1 — Абсолютный эффективный (электрический) КПД паросиловой установки

Конечные параметры	Начальные параметры пара, ат/оС
	130/550	90/550	40/450	20/350	14/250
14 ата	14,3%	12,5%	7,3%	2,5%	—
2,5 ата	19,3%	18,2%	14,4%	10,8%	8,5%
1,2 ата	21,1%	20,1%	16,6%	13,2%	11,1%
0,6 ата	22,5%	21,7%	18,4%	15,1%	13,2%
0,04 ата	27,0%	26,3%	23,6%	21,1%	19,5%

Соответствующий данным таблицы 1 удельный расход топлива приведен в таблице 2

Таблица 2 — Удельный расход топлива турбогенераторной установки, г/кВт·ч

Конечные параметры	Начальные параметры пара
	130/550	90/550	40/450	20/350	14/250
14 ата	863	986	1684	4930	—
2,5 ата	636	677	852	1141	1453
1,2 ата	582	611	742	933	1104
0,6 ата	546	568	670	812	933
0,04 ата	456	468	521	582	630

Очевидно, что с подобными энергетическими показателями сегодня паротурбинная генерация электроэнергии в чистом виде не конкурирует и не отвечает требованиям потребителей.

Рассчитаем количество тепловой энергии, отводимое от потока пара из отборов, при этом, из теплофикационного отбора возвращается в схему конденсат насыщенный, из промышленного отбора — при температуре 60 ^оС в полном объеме. Данные приведены в таблице 3.

Таблица 3 — Удельная теплота процесса конденсации пара и охлаждения конденсата, кДж/кг

Конечные параметры	Начальные параметры пара
	130/550	90/550	40/450	20/350	14/250
14 ата	2791	2877	2870	2820	—
2,5 ата	2288	2357	2337	2284	2163
1,2 ата	2302	2369	2346	2293	2175
0,6 ата	2311	2374	2350	2297	2182

Удельная работа потока пара отборов приведена в таблице 4.

Таблица 4 — Удельная работа процесса расширения пара отборов, кДж/кг

Конечные параметры	Начальные параметры пара
	130/550	90/550	40/450	20/350	14/250
14 ата	431	384	210	665	—
2,5 ата	654	624	462	322	233
1,2 ата	735	708	549	408	317
0,6 ата	806	782	624	483	389

В таблице 5 приведено соотношение потоков электроэнергии и теплоты, полученное на паре соответствующего отбора.

Таблица 5 — Удельная выработка электроэнергии на единицу тепловой энергии пара отбора, кВт·ч/Гкал.

Конечные параметры	Начальные параметры пара
	130/550	90/550	40/450	20/350	14/250
14 ата	180	155	85	274	—
2,5 ата	332	308	230	164	125
1,2 ата	371	348	272	207	170
0,6 ата	406	383	309	245	207

Итак, для ТЭЦ высоких начальных параметров  130/550 для генерации потока электроэнергии, мощностью 10 МВт требуется из отбора «П» поток тепловой энергии с расходом равным 55,7 Гкал/ч, для чего требуется поток пара 83,5 т/ч. Соответственно, из отбора «Т» – 26,9 Гкал/ч и 49,3 т/ч.

Теплота процесса горения топлива, требуемого для генерации соответствующего количества пара, равна (в первом приближении):

— для  потока пара из отбор «П» расходом 83,5 т/ч – 64,3 Гкал/ч (в условном топливе 9,2 т/ч);

— для потока пара из отбора «Т» расходом 49,3 т/ч – 34,6 Гкал/ч (в условном топливе 4,9 т/ч);

При раздельной выработке на КЭС с теми же начальными параметрами для доставки потребителю того же количества электроэнергии (10 МВт·ч) с учетом 5% рассеяния в сетях требуется генерировать 10,5 МВт·ч, для чего потребуется поток пара расходом 36,4 т/ч. Теплота процесса горения топлива для генерации данного потока пара равна 29,2 Гкал/ч, что соответствует в условном топливе расходу 4,2 т/ч. От котельной потребуется отпустить тепловой энергии меньше в соответствии с более низким рассеянием тепловой энергии в сетях на величину 20%, чему соответствует из отбора «П» 44,5 Гкал/ч, из отбора «Т» 21,5 Гкал/ч. Удельный расход условного топлива на генерацию 1 Гкал ТЭ равен:

— пара из отбора «П» 160 кг/Гкал;

— пара из отбора «Т» 185 кг/Гкал

Это позволяет определить расход топлива в котельной, соответственно 7,1 т/ч и 4,0 т/ч.

Таким образом, при раздельной генерации получаем расход топлива11,3 т/ч при генерации 10 МВт·ч электроэнергии и пара давлением 14 ата в количестве 83,5 т/ч. На ТЭЦ расход топлива составляет 9,2 т/ч. Экономия 2,1 т/ч или 18,7%. При отпуске тепловой энергии из отбора «Т» получаем расход топлива в раздельном варианте 8,2 т/ч. На ТЭЦ требуется топлива 4,9 т/ч. Экономия 3,2 т/ч или 39,3%.

Итак, несмотря на существенное снижение КПД непосредственно генерации электроэнергии в цикле, реализуемом на ТЭЦ, в сравнении с циклом КЭС, вызванном увеличением конечного давления с 4 кПа до 14 ата и 1,2 ата и небольшими прочими потерями из-за совместной генерации ЭЭ и ТЭ, имеет место экономия топлива. Но с падением начального давления и ростом давления отборов экономия резко падает, и потому давление в отборах не превышает 13-22 ата, поскольку далее экономия топлива незначительна. По этой же причине ТЭЦ с начальными параметрами пара ниже 40 ата теряют энергосберегающий потенциал.

ТЭЦ на базе газообразного рабочего тела (ГТУ и ГПА) имеют КПД генерации ЭЭ, не зависящее от параметров отпускаемого потока тепловой энергии, да и КПД_э у них выше, чем у паротурбинной ТЭЦ на 10-20 %, что и обуславливает преимущества, несмотря на сниженную надежность и продолжительность жизненного цикла.

Профессор, д.т.н.                                                         В.Н. Романюк